張世華 田 軍 葉素娟 楊映濤 付 菊

中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

四川盆地川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組自下而上可劃分為須一段（相當(dāng)于馬鞍塘組與小塘子組）、須二段、須三段、須四段、須五段。其中，須一段、須三段、須五段以泥巖為主，須二段、須四段以砂巖為主，縱向上分段性清楚[1]。目前川西坳陷已發(fā)現(xiàn)的須家河組氣藏以須二段氣藏為主。2000年以來，隨著一批工業(yè)氣井的發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)外學(xué)者就川西坳陷須二段氣藏油氣成藏及富集規(guī)律開展了大量的研究工作。朱彤和葉軍[2]依據(jù)圈閉成因特征，將其歸屬于為“構(gòu)造—裂縫型氣藏”；楊克明[3]通過構(gòu)造演化與含油氣特征相關(guān)性研究，提出“早期古構(gòu)造疊加裂縫系統(tǒng)”的油氣高產(chǎn)富集模式。隨著勘探開發(fā)的深入，楊克明等[4]、黎華繼等[5]認(rèn)為“古今構(gòu)造局部高點(diǎn)、網(wǎng)狀裂縫發(fā)育、高含石英低含巖屑的儲層”共同控制著油氣的聚集成藏。同屬致密砂巖氣藏的鄂爾多斯盆地上古生界，近年來學(xué)者相繼提出不同斷層類型對天然氣運(yùn)移輸導(dǎo)[6]、源儲良好耦合關(guān)系[7-9]等對致密砂巖氣藏形成的重要性。近年來，根據(jù)源儲配置關(guān)系以及天然氣運(yùn)移聚集的差異性將川西坳陷須二段氣藏劃分為斷層輸導(dǎo)型和源儲相鄰型兩大氣藏模式[10]。其中，“斷層控制氣藏油氣高產(chǎn)富集”的觀點(diǎn)已成為共識[11-13]。目前，川西坳陷新場構(gòu)造帶須二段在SN走向斷層附近已鉆獲多口工業(yè)氣井，有力地支撐了川西坳陷致密砂巖氣藏的增儲上產(chǎn)。但是，“無統(tǒng)一氣水界面，高位產(chǎn)水普遍”表明SN走向斷層對天然氣運(yùn)聚成藏及氣水分布的控制作用復(fù)雜。例如，A井位于F1斷層的構(gòu)造高部位，從試采早期的無水產(chǎn)氣到試采后期的高產(chǎn)氣高產(chǎn)水，具有高位產(chǎn)水的特征；而B井位于F2斷層的構(gòu)造高部位，試采過程僅見少量地層水，具有高部位低產(chǎn)水的特征。

為此，以新場構(gòu)造帶須二段氣藏為例，根據(jù)地層水化學(xué)特征，結(jié)合構(gòu)造、斷層輸導(dǎo)體系特征及單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，探索SN走向斷層對須二段成藏及氣水分布的影響，以期為川西坳陷須家河組氣藏的高效勘探提供新思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

新場構(gòu)造帶在早、中侏羅世已具雛形，后期經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。平面上，新場構(gòu)造帶發(fā)育孝泉構(gòu)造、新場構(gòu)造、合興場構(gòu)造、豐谷構(gòu)造等多個(gè)局部構(gòu)造。在斷層發(fā)育方面，須二段頂部發(fā)育大斷層20條，主要發(fā)育晚期形成的SN走向（近SN走向）斷層以及早期形成的近EW走向斷層（圖1）。其中，印支晚期—燕山早期形成的SN走向（近SN走向）斷層（表1）控制現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)的同時(shí)，控制著須二段氣藏的高產(chǎn)富集。

天然氣成因及氣—源對比研究表明，馬鞍塘組—小塘子組暗色泥頁巖為新場構(gòu)造須二段氣藏的主力烴源巖，斷層輸導(dǎo)型成藏模式的烴源輸導(dǎo)通道主要為該區(qū)斷至下伏SN向斷層。該區(qū)馬鞍塘組—小塘子組烴源巖厚度介于80～120 m，有機(jī)碳含量主要分布在1.5%～2.0%之間，有機(jī)質(zhì)成熟度介于2.0%～2.4%，有機(jī)質(zhì)類型以偏腐殖混合型為主，含少量腐殖型，生烴強(qiáng)度介于 30×108～ 50×108m3/km2。整體上，該區(qū)馬鞍塘組—小塘子組的烴源巖品質(zhì)好。

圖1 新場構(gòu)造帶須二段頂面構(gòu)造圖

表1 新場構(gòu)造帶主要SN走向斷層要素統(tǒng)計(jì)表

該區(qū)須二段儲層以巖屑砂巖為主，孔隙度主要分布在2%～4%之間，中值為3.14%；滲透率主要分布在0.04～0.08 mD和0.02～0.04 mD兩個(gè)區(qū)間，中值為0.05 mD。儲層孔隙度和滲透率相關(guān)性較好，但是局部受到裂縫發(fā)育的影響，表現(xiàn)出相對高孔隙度高滲透的特征。雖然儲層類型多樣，但是，以孔隙型儲層、裂縫—孔隙型儲層為主，有少量的裂縫型儲層。

2 地層水化學(xué)特征及氣水分布規(guī)律

2.1 地層水分布特征

新場構(gòu)造帶須二段無統(tǒng)一的氣水界面，構(gòu)造主體部位的氣井隨著氣藏的開采，地層能量下降，邊部水沿著南北走向斷層入侵構(gòu)造高部位，使得高部位氣井大量產(chǎn)水[14]。

但是，該區(qū)須二段不同SN走向斷層附近單井水氣比、地層水總礦化度等特征存在明顯差異。如A井等單井水氣比超過1 m3/104m3，地層水礦化度普遍大于在100 000 mg/L；而B井等單井水氣比低于0.1 m3/104m3，地層水礦化度普遍小于在 10 000 mg/L。因此，研究地層水的地球化學(xué)特征與氣水分布關(guān)系有助于斷層輸導(dǎo)型成藏模式的氣水分布規(guī)律的解析。

2.2 地層水地球化學(xué)特征

新場構(gòu)造帶須二段的地層水以CaCl2為主，pH值在6左右，表明地層水處于良好的酸性環(huán)境。陽離子以Ca2+、Na+為主，陰離子以Cl-為主。地層水總礦化度差異明顯，大致可分3類：①以低礦化度為特征，總礦化度小于10 000 mg/L；②地層水礦化度中等，總礦化度一般在10 000～ 80 000 mg/L；③以高礦化度為特征，總礦化度大于80 000 mg/L，部分大于 100 000 mg/L。

通過氣藏伴生水化學(xué)特征及單井產(chǎn)出動(dòng)態(tài)分析表明，斷層輸導(dǎo)型氣藏可見3種類型的氣藏伴生水：①以B井等單井為代表，產(chǎn)出“低礦化度、低硫酸根含量”的地層水，單井中—低產(chǎn)氣量，且水氣比低；②以A井等單井為代表，產(chǎn)出“高礦化度、低硫酸根含量”的須二段及馬鞍塘組—小塘子組的地層水，單井中—高產(chǎn)氣量，伴隨中—高水氣比；③以C井等單井為代表，產(chǎn)出“高礦化度、高硫酸根含量”的地層水，單井中—低產(chǎn)氣量，水氣比高。此外，須二段地層水硼含量異常高，Sr/Ba＞1，表現(xiàn)出海相或海相影響的濃縮地層水特征（表2）。

通過A井和B井成藏地質(zhì)特征、地層水化學(xué)特征以及單井試采特征對比分析，來探討該區(qū)須二段地層水化學(xué)特征與氣水分布關(guān)系。

2.2.1 A井

A井自投產(chǎn)以來，油套壓緩慢遞減，日產(chǎn)氣量超過 10×104m3，日產(chǎn)水大于 300 m3。該井投產(chǎn)初期產(chǎn)水量較少，且產(chǎn)出低礦化度的地層水。但隨著單井的開采，地層水產(chǎn)出明顯，水氣比約為9.7 m3/104m3。單井表現(xiàn)出“高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、初期不產(chǎn)水、后期高產(chǎn)水、地層水礦化度高”的特征。

表2 鉆井生產(chǎn)過程中產(chǎn)出地層水的實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)表

該井位于新場構(gòu)造帶五郎泉局部構(gòu)造高點(diǎn)，緊鄰南北走向F1斷層（圖2）。F1斷層規(guī)模較大，向下斷至雷口坡組，斷層具有多期活動(dòng)的特征。該井位于烴源條件有利區(qū)，馬鞍塘組—小塘子組生烴強(qiáng)度達(dá)到40×108m3/km2。儲層基質(zhì)物性較好，裂縫極為發(fā)育，產(chǎn)層段見次生礦物約5000顆，成像測井也證實(shí)高角度縫極為發(fā)育。該井試采后期產(chǎn)水特征明顯，且地層水礦化度高，普遍大于10 0000 mg/L。水溶氣沿F1斷層向上運(yùn)移，由于斷裂破碎帶儲滲性好且壓力釋放導(dǎo)致減壓，在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生快速氣水分異或減壓脫溶。然而，斷層與平緩構(gòu)造相配置，斷面與儲層交匯處無明顯的構(gòu)造高差，導(dǎo)致單井天然氣和高礦化度地層水僅在層內(nèi)分異，分異不徹底。因此，在單井試采過程中，呈現(xiàn)出“早期不產(chǎn)水、后期產(chǎn)高礦化度地層水、氣水同產(chǎn)且穩(wěn)產(chǎn)”的特征。

2.2.2 B井

B井自投產(chǎn)以來，目前油套壓仍較為穩(wěn)定，日產(chǎn)氣量約4×104m3，產(chǎn)水少量。單井表現(xiàn)出“中產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)水”的特征。

該井位于新場構(gòu)造軸部北東高點(diǎn)，緊鄰南北走向F2斷層（圖3）。F2斷層規(guī)模較大，向下斷至馬鞍塘組—小塘子組，斷層同樣具有多期活動(dòng)的特征。該井與A井同處于烴源條件有利區(qū)，馬鞍塘組—小塘子組生烴強(qiáng)度約為40×108m3/km2。儲層基質(zhì)物性較好，儲層孔隙度平均值約為3%，基質(zhì)滲透率平均值約為0.15 mD。裂縫較為發(fā)育，成像測井反映出高角度裂縫較發(fā)育。

B井地層水具有“低礦化度、低硫酸根含量”特征。水溶氣沿F2斷層向上運(yùn)移過程中，在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生氣水分異或減壓脫溶。同時(shí)，該井位于構(gòu)造高差較大的斷層高部位，斷面與儲層交匯處存在明顯的構(gòu)造高差，斷層破碎帶內(nèi)氣水分異徹底，導(dǎo)致斷層高部位或斷層高位端以產(chǎn)氣為主，地層水產(chǎn)量低，且地層水表現(xiàn)出低礦化度特征。

3 油氣成藏機(jī)理及動(dòng)態(tài)成藏模式

3.1 油氣成藏機(jī)理

3.1.1 天然氣來源

圖2 A井構(gòu)造—斷層—儲層關(guān)系及生產(chǎn)特征圖

圖3 B井構(gòu)造—斷層—儲層關(guān)系及生產(chǎn)特征圖

通過天然氣干燥系數(shù)、異正比以及碳同位素等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，證實(shí)了SN走向斷層對馬鞍塘組—小塘子組油氣的輸導(dǎo)作用是須二段油氣高產(chǎn)富集的關(guān)鍵[10]。根據(jù)川西坳陷陸相烴源巖排烴門限和排烴高峰的研究，結(jié)合埋藏史分析，新場構(gòu)造帶馬鞍塘組—小塘子組烴源巖在晚三疊世末期進(jìn)入排烴門限，晚侏羅世早期開始進(jìn)入排烴高峰期[12]。印支晚期—燕山早期形成的SN走向斷層有利于油氣的輸導(dǎo)。

3.1.2 成藏時(shí)間與期次

新場構(gòu)造帶須二段存在液態(tài)和氣態(tài)兩類烴類包裹體（圖4）。其中，液態(tài)烴包裹體的均一化溫度普遍相對較低，主要分布在80～100 ℃；而氣態(tài)烴包裹體的均一溫度普遍相對較高，均一化溫度主峰區(qū)間在130～150 ℃。表明新場構(gòu)造帶須二段油氣主要有兩期成藏：早期為古油氣藏發(fā)育階段，以液態(tài)烴為主，并含有少量的氣態(tài)烴，成藏期大致在印支晚期—燕山早期；晚期為氣藏發(fā)育階段，以干氣為主，成藏期大致在燕山中—晚期。

3.1.3 成藏動(dòng)力及運(yùn)移機(jī)制

新場構(gòu)造帶須二段砂巖儲層致密，致密化時(shí)間大致為中侏羅世末期[12]，而馬鞍塘組—小塘子組烴源巖生烴高峰期在晚侏羅世早期，表明新場構(gòu)造帶須二段氣藏以先成型為主。對于先成型氣藏，烴源巖生烴增壓和砂巖—泥巖之間的毛細(xì)管壓力差是油氣運(yùn)聚的主要?jiǎng)恿Γ捎谔烊粴膺M(jìn)入儲層后很難形成一定高度的連續(xù)氣柱，浮力難以發(fā)生作用。因此，高效的油氣運(yùn)聚是新場構(gòu)造帶須二段油氣高產(chǎn)富集的關(guān)鍵。

通過天然氣干燥系數(shù)、碳同位素以及氣藏伴生水化學(xué)特征等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，結(jié)合單井產(chǎn)出動(dòng)態(tài)研究，可以將新場構(gòu)造帶須二段氣藏劃分為斷層輸導(dǎo)型和源儲相鄰型兩種類型。其中，斷控型氣藏具有油氣高產(chǎn)富集的特征。對于新場構(gòu)造帶須二段而言，SN走向（近SN走向）斷層輸導(dǎo)是該區(qū)天然氣運(yùn)移的主要方式，該類斷層具有多期活動(dòng)、持續(xù)供烴的特征，為須二段油氣的高效運(yùn)聚奠定了基礎(chǔ)。

3.2 動(dòng)態(tài)成藏模式

通過構(gòu)造—斷層—儲層配置研究、流體特征對比分析、氣水分布規(guī)律研究、單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征分析，新場構(gòu)造帶須二段斷層輸導(dǎo)型成藏模式具有“斷層持續(xù)輸導(dǎo)供烴、天然氣為高成熟度混合氣、氣水分布受構(gòu)造—斷層—儲層配置控制”等特征。在成藏過程中，油氣水沿?cái)鄬舆\(yùn)移，斷裂破碎帶儲滲性好且壓力釋放導(dǎo)致減壓，在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生快速分異或減壓脫溶。

在此成藏模式的基礎(chǔ)上，根據(jù)構(gòu)造—斷層—流體—成巖—成藏時(shí)空配置的差異性，結(jié)合單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，斷層輸導(dǎo)型氣藏表現(xiàn)為“高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、氣水同產(chǎn)”“中產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)水”“低產(chǎn)氣、高產(chǎn)水”等3種產(chǎn)出特征。

3.2.1 “高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、氣水同產(chǎn)”井的產(chǎn)出特征

該類型井具有以下特點(diǎn)：斷層與平緩構(gòu)造相配置，早期油氣水通過斷層輸導(dǎo)同時(shí)運(yùn)移至構(gòu)造高部位儲層內(nèi)，發(fā)生快速分異或減壓脫溶。中、后期雖然氣水在儲層內(nèi)部有所分異，但是由于構(gòu)造高差較小，氣水分異不徹底。在單井生產(chǎn)過程中，早期無水或少量凝析水，后期伴有高礦化度地層水。單井產(chǎn)氣效果普遍較好，但是水氣比較高，表現(xiàn)出氣水同產(chǎn)特征。

根據(jù)動(dòng)態(tài)成藏過程分析，該類型產(chǎn)出特征具有3期動(dòng)態(tài)成藏的特征（圖5）。

3.2.1.1 印支晚期—燕山早期

如圖5-a所示，氣藏溫度介于90～120 ℃，Ro介于0.5%～0.7%，處于低成熟生油階段。構(gòu)造、斷層形成，斷層分布在構(gòu)造高部位，儲層與斷層在構(gòu)造高部位相接。此時(shí)，儲層未完全致密，具有較好的孔滲性。油氣水沿?cái)鄬舆\(yùn)移，在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生快速分異或減壓脫溶，油氣水分異高度（源儲地層縱向距離）小，油氣/水界面與氣頂高差小。

圖4 新場構(gòu)造帶須二段液態(tài)烴和氣態(tài)烴包裹體均一溫度分布直方圖

圖5 高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、氣水同產(chǎn)型動(dòng)態(tài)成藏模式圖

3.2.1.2 燕山中—晚期

如圖5-b所示，氣藏溫度介于100～200 ℃，Ro介于0.7%～2.0%，處于中高成熟生氣階段。斷層持續(xù)活動(dòng)，對油氣水進(jìn)行運(yùn)移輸導(dǎo)。晚期碳酸鹽膠結(jié)物沉淀，導(dǎo)致儲層開始致密。同時(shí)，儲層中原油裂解成氣，干酪根熱解氣與高鹽度水沿?cái)鄬舆\(yùn)移，氣水在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生不完全快速氣水分異或減壓脫溶，氣水界面較高。氣體膨脹與構(gòu)造擠壓形成異常高壓。

3.2.1.3 喜馬拉雅期—現(xiàn)今

如圖5-c所示，該時(shí)期構(gòu)造劇烈抬升，構(gòu)造幅度增大，斷裂系統(tǒng)發(fā)育，地層遭受剝蝕，壓力降低。儲層進(jìn)一步致密，裂縫發(fā)育改善了儲層儲滲性。氣水過渡帶水溶氣減壓脫溶，天然氣與地層水在構(gòu)造高部位及斷裂帶附近聚集。

3.2.2 “中產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)水”井的產(chǎn)出特征

該類型具有以下特點(diǎn)：斷層的構(gòu)造高部位、低部位均與儲層相接，即斷面與儲層交匯處存在明顯的構(gòu)造高差。油氣水沿?cái)鄬舆M(jìn)入儲層后，油氣水存在明顯的分異現(xiàn)象，油氣水分異高度大。斷層高部位含水特征不明顯，僅產(chǎn)出少量的低礦化度地層水。位于斷層高部位的單井以產(chǎn)氣為主，天然氣產(chǎn)量穩(wěn)定，且水氣比低，產(chǎn)出少量低礦化度地層水。

該類型產(chǎn)出特征同樣具有3期動(dòng)態(tài)成藏的特征（圖 6）。

3.2.2.1 印支晚期—燕山早期

如圖6-a所示，氣藏溫度介于90～120 ℃，Ro介于0.5%～0.7%，處于低成熟生油階段。構(gòu)造、斷層形成，斷層的構(gòu)造高部位、低部位均與儲層相接，儲層未完全致密，油氣水沿?cái)鄬舆\(yùn)移至儲層，在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生快速分異或減壓脫溶，油氣位于構(gòu)造高部位。油氣水分異高度（源儲地層縱向距離+構(gòu)造高差）大，油氣/水界面與氣頂高差較大。

3.2.2.2 燕山中—晚期

如圖6-b所示，氣藏溫度介于100～200 ℃，Ro介于0.7%～2.0%，處于中高成熟生氣階段。斷層持續(xù)活動(dòng)，對油氣水進(jìn)一步運(yùn)移輸導(dǎo)。儲層開始致密，儲層中原油裂解成氣，干酪根熱解氣與高鹽度水沿?cái)鄬舆\(yùn)移，氣水在斷裂破碎帶內(nèi)發(fā)生完全快速氣水分異或減壓脫溶，天然氣與地層水進(jìn)入構(gòu)造高部位的儲層，氣水界面較低，氣體膨脹與構(gòu)造擠壓形成異常高壓。

3.2.2.3 喜馬拉雅期—現(xiàn)今

如圖6-c所示，該時(shí)期構(gòu)造抬升，構(gòu)造幅度增大，斷裂系統(tǒng)發(fā)育，地層遭受剝蝕，壓力降低。儲層進(jìn)一步致密，裂縫發(fā)育改善了儲層儲滲性。氣水過渡帶水溶氣減壓脫溶，天然氣與少量地層水在構(gòu)造高部位及斷裂帶附近聚集。

圖6 中產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)水型動(dòng)態(tài)成藏模式圖

3.2.3 “低產(chǎn)氣、高產(chǎn)水”井的產(chǎn)出特征

該類型鉆井具有以下特點(diǎn)：斷層的構(gòu)造高部位、低部位均與儲層相接，且鉆井位于斷層、構(gòu)造低部位。油氣水沿?cái)鄬舆M(jìn)入儲層后，通過油氣水的分異，斷層構(gòu)造低部位以產(chǎn)水為主，地層水礦化度高，幾乎不產(chǎn)氣。該類井表現(xiàn)為少量高成熟天然氣與高礦化度地層水進(jìn)入儲層，導(dǎo)致構(gòu)造低部位含氣豐度低，含水豐度高，單井表現(xiàn)出“產(chǎn)氣少量，以產(chǎn)水為主”的特征。

3.3 高產(chǎn)富集主控因素

通過斷控型氣藏動(dòng)態(tài)成藏過程分析，結(jié)合成藏地質(zhì)條件及其配置，結(jié)果表明“古今構(gòu)造高位+斷層通源輸導(dǎo)+優(yōu)質(zhì)儲層聚氣”是新場構(gòu)造帶須二段斷層輸導(dǎo)型氣藏油氣高產(chǎn)富集的主控因素。而構(gòu)造—斷層—儲層時(shí)空配置是控制氣水分布的關(guān)鍵。

3.3.1 鄰近SN向（近SN向）通源斷層，為持續(xù)供烴提供基礎(chǔ)

通過應(yīng)力特征、斷層活動(dòng)速率以及包裹體均一溫度等研究表明，SN走向（近SN走向）斷層有效溝通下伏馬鞍塘組—小塘子組氣源，在印支晚期—燕山中晚期能夠?yàn)轫毝螝獠爻掷m(xù)輸導(dǎo)供烴，是氣藏形成的基礎(chǔ)。

3.3.2 基質(zhì)儲層＋裂縫發(fā)育，為油氣提供良好儲集空間

通過單井產(chǎn)量與基質(zhì)儲層、裂縫發(fā)育程度相關(guān)性研究表明，在須二段儲層整體超致密的背景下，基質(zhì)儲層和裂縫發(fā)育為油氣提供了良好的儲集空間。尤其是規(guī)模裂縫的發(fā)育，使得儲層的儲滲性得到明顯改善，有利于油氣的高產(chǎn)富集。

3.3.3 構(gòu)造—斷層—儲層時(shí)空配置是控制氣水分布的關(guān)鍵

斷層的構(gòu)造高部位、低部位均與儲層相接有利于氣水分異。斷層與平緩的構(gòu)造高部位配置，氣水在構(gòu)造高部位儲層內(nèi)分異不徹底，導(dǎo)致單井表現(xiàn)出氣水同產(chǎn)的特征。而斷層的構(gòu)造高部位、低部位均與儲層相接，氣水在斷裂破碎帶內(nèi)形成氣水分異，構(gòu)造高部位為油氣運(yùn)聚指向區(qū)，表現(xiàn)為以產(chǎn)氣為主的特征。構(gòu)造低部位則成為地層水運(yùn)移的指向區(qū)。

4 結(jié)論

1）新場構(gòu)造帶須二段油氣高產(chǎn)富集區(qū)主要表現(xiàn)為斷層輸導(dǎo)型成藏模式。該類成藏模式具備良好的構(gòu)造—斷層—儲層配置條件，含氣性好。根據(jù)構(gòu)造—斷層—流體—成巖—成藏時(shí)空配置的差異性，結(jié)合單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，表現(xiàn)為“高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、氣水同產(chǎn)”“中產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)水”“低產(chǎn)氣、高產(chǎn)水”3種產(chǎn)出特征。

2）斷層輸導(dǎo)型成藏模式的氣藏高產(chǎn)富集主控因素為“古今構(gòu)造高位＋斷層通源輸導(dǎo)＋優(yōu)質(zhì)儲層聚氣”，構(gòu)造—斷層—儲層時(shí)空配置是控制氣水分布的關(guān)鍵。

3）具有“高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、氣水同產(chǎn)”生產(chǎn)特征的鉆井表現(xiàn)出“斷層、儲層在構(gòu)造高部位相接”的特征。具有“中產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、低產(chǎn)水”生產(chǎn)特征的鉆井，普遍具有“斷層、儲層在構(gòu)造高部位、低部位均相接”的特征，單井以產(chǎn)氣為主，天然氣產(chǎn)量穩(wěn)定，僅產(chǎn)少量低礦化度地層水，可通過實(shí)施水平鉆井提高單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)較好的經(jīng)濟(jì)效益。